靖安A地區長2低對比度油藏判識研究

徐 寧，蘇幽雅，王碧濤，劉玉峰，王云楓

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 宏觀地質條件

1.1 構造背景

低幅構造油藏油氣運移和聚集，是毛管壓力與油水密度差影響油水系統平衡的過程。經過A地區長2分小層構造特征精細分析可以看出，該區長2構造繼承了伊陜斜坡西傾單斜的構造背景，小層繼承性好，發育微幅排狀鼻隆、局部小穹窿等低幅構造，構造高差3 m～8 m，低幅構造導致該區含油飽和度及含油豐度較低。

1.2 沉積環境

A地區長2為三角洲平原亞相沉積控制，河道沉積砂體發育，湖盆水體進一步變淺，湖盆收斂，主要發育分流河道、天然堤、分流間洼地沉積微相，具復合韻律特征的分流河道的心灘、邊灘及天然堤微相，發育程度高的砂泥薄互層，其儲集性能、孔隙結構復雜，為低對比度油氣層發育有利相帶。

1.3 儲層特征

砂泥巖互層的油藏中，砂巖和泥巖是一個統一的地質整體，埋藏過程中，經歷了相同的成巖地球化學場。不同的沉積組合，砂泥比例關系和互層形式不同，靖安A地區長2發育程度較高的砂泥互層，為低阻油氣層發育提供了有利條件。

儲層以細粒長石砂巖為主，填隙物以綠泥石、鐵方解石、高嶺石為主，儲層粒度主要為細砂及細砂以下，泥質較重，反映出該區位于物源中-遠距離的范圍。五里灣長2發育多套儲集層，主力小層長221平均孔隙度為15.3%，平均滲透率為6.7 mD。儲層孔隙類型以原生粒間孔為主，發育長石溶孔、巖屑溶孔等次生孔隙，Ⅰ型、Ⅱ型毛細管壓力曲線類型均發育，排驅壓力較高，孔隙結構復雜。

1.4 成巖作用

該區成巖作用的類型有膠結作用、壓實作用、交代作用和自生礦物的形成作用，成巖作用對孔隙的改造作用導致儲層性質、孔隙結構復雜化，膠結作用、壓實作用導致的微孔隙發育、束縛水增加，均是導致儲層低阻的重要因素。

2 低對比度油層本質及判識

2.1 低對比度與低阻油層區分

低對比度油層包含低幅圈閉引起的油水電測井差別小、識別度低的油層以及復雜孔隙結構導致油層與水層、干層間電測井、孔隙度測井差別小、不易分辨的油層[1-3]。通過查閱相關文獻資料，認為視電阻增大率≤2為低阻油層（視電阻增大率是指細分層段后的油層與同層段典型水層電阻率之比），根據A地區長2層68個油層、77個水層電阻率平均值比值，得出該區視電阻增大率為2.37，未到達低阻油層定義界限值，因此認為A地區長2為低對比度油層。但該區油層對比度低的主要原因為低阻導致。

2.2 巖石物理學成因及油層判識

2.2.1 巖石物理學成因 導致油層低阻的巖石物理學成因繁多，結合A地區長2已有分析資料及大量生產實踐，從導電物質、導電物質載體、載體存在空間及空間結構三方面分析，可以得出導電離子是長2低阻的核心因素，復雜孔隙結構、儲層物性、含油性是長2低阻主要影響因素，黏土礦物是長2低阻次要影響因素。導電離子定量反應為地層水礦化度，是存在流體中的導電物質；高水飽可容納更多導電離子，同時流體中原油自身電阻率較高；儲層物性為導電物質載體提供儲集空間和流動空間。

針對導致油層低阻的儲層含油性、地層水礦化度（導電離子）、儲層物性等主要影響因素，歸納總結出對應的判識方法（見表1），其中視電阻增大率判識法在2.1小節中已作分析，下面主要介紹地層水水型及綜合含油指數判識方法。

2.2.2 低對比度油層判識

2.2.2.1 地層水水型 通過A地區縱向不同地層水分析離子含量對比及長2層內離子總量變化引起的電阻率差異可以看出，長2地層水礦化度較高（僅次于長6），電阻率偏低。通過長2層樣品礦化度-電阻率交會圖分析認為，礦化度與電阻率呈一定反比關系（見圖1、表2）。

2.2.2.2 綜合含油指數判識 儲層物性、含油性與電阻率關系，在相同礦化度及儲層含油性條件下，儲層物性愈好，其導電網絡連通程度愈高，電阻率愈低；在相同礦化度及儲層物性條件下，儲層含油性愈低，其導電網絡導電能力愈好，電阻率愈低，一般在較好儲層物性條件下該相關性較為明顯（見圖2）。

表1 A地區長2低識別度油層判識方法表

圖1 長2層礦化度-電阻率交會圖

表2 A地區縱向地層水分析離子含量對比表

圖2 A地區長2層不同滲透率區間含油飽和度-電阻率關系圖

綜合含油指數是指目標層電阻率與計算孔隙度的乘積與鄰近標準水層電阻率與計算孔隙度的乘積的比值，經過應用含油指數法前后對比（見圖3、圖4），采用綜合含油指數可進一步弱化儲層物性對低阻影響，能有效區分油水層界限。依據含油指數判識圖版，長2油層主要位于（含油指數＞2.0，Rt＞9.5 Ω·m）范圍內，在已開發區塊內經過大量井層實例驗證，多數均符合該綜合含油指數下限值。

3 成藏主控因素研究

3.1 成藏富集規律研究

通過對A地區長2綜合地質研究認為，縱向連通性砂體及古河不整合面是油氣運移有利疏導條件；河道砂體、泥巖蓋層與地層排狀鼻隆構造配置成了長2層多成因有效圈閉控制長2油氣富集成藏；區域性泥巖蓋層是阻止油氣繼續運移的有效遮擋；平面圖上電阻率、含油飽和度高值區為油氣富集部位；整體上長2油藏具有“上部富集，區域多點，局部集中”的分布特征。

3.2 成藏主控因素分析

3.2.1 電阻率、含油飽和度因素 通過四性交會關系分析（見圖5），認為電阻率、含油飽和度與儲層含油性相關，而孔隙度、滲透率、聲波時差與儲層含油性相關關系不明顯。

結合投產情況確定電阻率≥9.5 Ω·m、含油飽和度≥38%為出油下限值。

3.2.2 夾層厚度 經過對投產層與下部砂體夾層厚度統計分析，初期產量0 t～2 t井平均夾層厚度1.6 m，大于0.6 m井數占41.7%，而初期產量在2 t～4 t及大于4 t井平均夾層厚度分別為2.8 m和2.5 m，大于0.6 m井數分別占64.0%和100%，含油層與下部砂體夾層厚度，與產能呈一定正比關系。

3.2.3 油水接觸模式 A地區長2河道橫向遷移快，儲層存在3種油水接觸模式 ，分別為強遮擋型、弱遮擋型、底水接觸型，通過大量已開發井情況分析，強遮擋型儲層產能明顯高于弱遮擋型及底水接觸型儲層，底水接觸型儲層投產大多不出油或高含水。

圖3 長2層電阻率與聲波時差交會圖

圖4 長2層電阻率與綜合含油指數交會圖

圖5 長2層電阻率與含油飽和度交會圖

3.2.4 儲層改造方式 通過對投產井儲層改造方式及產能情況統計分析，初期采用壓裂措施改造井含水大多高于射孔求初產井含水。

4 研究成果應用

4.1 建產有利區優選

4.1.1 優選原則 有利富集區帶，滿足沉積、構造、儲層等成藏要素、產能控制因素分析，優質儲層（產層）甄別、落實程度篩選，分層次部署。

4.1.2 優選結果 在滿足上述條件下，共優選出7個區塊作為下步建產目標，其中落實區1個，拓展區6個。

4.2 實例分析

4.2.1 柳a東部區（落實區） 該區位于已開發區塊邊部，為復合性圈閉油藏類型，井均鉆遇油層2.9 m，油水層7.2 m，邊部8口油井初期產量2.3 t，平均夾層厚度1.2 m，井均電阻率 16.3 Ω·m，含油飽和度 56.02%，視電阻增大率2.05，綜合含油指數2.3。通過下限分析，該區油層發育，含油指數高，滿足電阻率及含油飽和度出油下限，夾層發育，邊井初期產量及落實程度較高，可作為下步建產落實區。

4.2.2 Zs區（拓展區） 該區共鉆遇5口井，落實程度較低，井均鉆遇油水層3.6 m，初期投產2口井井均產量 2.8 t，其中高48井初期產量不到1 t，高含水，夾層厚度 0.3 m（弱遮擋型），電阻率26.4 Ω·m，含油飽和度46.8%，視電阻增大率1.8，綜合含油指數2.1。該區落實程度較低，含油指數偏低，滿足出油下限但夾層不發育，初期產量低，有一定建產潛力，可作為下步建產拓展區。

5 結論與認識

（1）在精細小層研究的基礎上，認為低幅度構造、低能沉積相帶、砂泥薄互層和復雜的孔隙結構是形成該區低識別度油藏的地質背景。總結出該區油藏富集規律，認為A地區長2油藏受縱向砂體及古河不整合面運移疏導、多成因圈閉、區域性蓋層遮擋等因素共同作用。

（2）重點應用視電阻增大率、地層水水型分析、綜合含油指數等方法分析，對五里灣長2油層低阻的成因及判識方法進行研究，形成了對長2低對比度油層的新認識及判別標準。

（3）開展了該區長2油藏主控因素研究，認為長2油藏在油砂層發育情況、構造位置等有利成藏條件下，其產能主要受控于電阻率、含油飽和度與底水接觸關系。

（4）應用小層研究、成藏富集規律、低對比度油層判識及產能控制因素分析等成果，同時結合試油試采等資料，分層次進行下步產建部署，并提出產建落實區1個，目標區6個。